Показники наявності нафти і газу

Процеси нафтогазоутворення і нафтогазо-нагромадження охоплюють великі території нафтогазоносних басейнів і формують великі геохімічні поля. В той же час, процеси взаємодії покладів ВВ з пластовими водами, що їх оточують, мають локальне проявлення і формують навколо покладу ВВ локальні геохімічні поля. Тому гідрогеологічні показники наявності нафти і газу за своїм формуванням і застосуванням поділяють на регіональні, які визначають зони нафтогазоутворення, і локальні, які визначають наявність покладу ВВ.

Регіональні показники, що визначають зони нафтогазоутворення і нафтогазонагромадження, найчастіше утворюють гідрохімічні поля, які охоплюють структури 1-го порядку і мають здатність протягуватись на сотні кілометрів. Для характеристики гідрохімічного фону зони нафтогазоутворення, нафтогазонагромадження найчастіше застосовують наступні показники:  (відновне середовище); гелій-аргоновий () коефіцієнт быльше 1 (зона утрудненого і дуже утрудненого водообміну);  (слабо метаморфізована вода); хлор-бромний коефыцыэнт () толасогенні розсоли; мінералізація; коефіцієнт сульфатності  (сульфатність вод).

Набір регіональних показників для окремих нафтогазоносних басейнів може мінятися. Регіональні показники визначаються на першому етапі пошукових робіт, їх задача є визначення зон нафтогазоутворення і нафтогазонагромадження. Так, у Західно-Сибірському нафтогазоносному басейні за регіональними показниками визначена зона нафтогазонагромадження в сеноманському горизонті. На встановленому регіональному фоні виділяють райони, ділянки і перспективні площі на ВВ.

Локальні показники нафтогазоносності. Вони формуються у зоні взаємодії підземних вод з покладом ВВ. Локальні показники дуже специфічні і складаються з компонентів нафти, продуктів перетворення вуглеводневих і невуглеводневих компонентів нафти, що мігрували у пластову воду з покладу. Задача – вибрати найбільш продуктивні структури, розділити поклади і родовища за типами, дати прогноз запасів родовища.

Для ефективності застосування локальних показників на практиці треба знати, що набір локальних показників нафтогазоносності буде залежати від відстані до покладу, і коли ми наближаємось до покладу, то набір показників зростає (але всі вони проявляються в зоні взаємодії з покладом, тобто у зоні гідрохімічної аномалії).

При взаємодії покладу ВВ з пластовими водами, які ще рухаються (зона утрудненого водообміну) може відбуватися зміщення (зсування) зони взаємодії з покладом по напряму руху контактуючого водного потоку. Зміщення буде тим більше, чим більша активність руху води. У результаті зміщення зони взаємодії її ширина в лобовій частині покладу зменшується, а в тиловій частині покладу зростає. Це явище „лобового і тилового ефекту", яке часто зустрічається на практиці. Так, на нафтових родовищах Волго-Уральської області в лобовій частині покладу вона зростає в 2-3 рази до 2-2,5 км і тільки в її межах будуть проявлятися локальні показники, а за її межами вони будуть мати фонові значення. І останнє, інформативними можуть бути локальні показники не тільки позитивного характеру, що дають зростання концентрації, коли наближаємось до покладів ВВ, але й від’ємні (негативні) показники, що дають зменшення концентрації, коли наближаємось до покладу ВВ. Так, в ДДз від'ємні показники встановлюються по , В, SiO₂, по металах Сa, Nі, Мо, Сr, Fе.

На нафтових покладах ДДз визначається у контурних водах зменшення вмісту бору (В) порівняно з вмістом бору на пустих структурах. Формування негативних показників визначається: сорбцією нафтового покладу деяких компонентів з води в зоні ВНК; діяльністю мікрогоризонтів (зменшення і навіть повна недонасиченiсть сульфатами приконтурних вод); різним тиском газів у водяній і продуктивній частинах пласта-колектора.

Градієнти зростання концентрацій локальних показників, якщо наближатися до покладу, будуть відбуватися будуть зростати не поступово, а за ступенями.

До локальних показників, що мають значну інформативність, відносять компоненти, що генетично зв’язані з ВВ (їх називають ще прямими показниками) це: сумарний вміст ВВ газів, бензол і толуол, феноли, вуглець органічний, нафтенові кислоти, аміак, азот органічний.

Сумарний вміст ВВ газів. Розчинені у воді СН₄ і його важкі гомологи – це надійні показники наявності нафти, хоч тяжкі гомологи метану погано розчиняються у воді – 2-4 до 6 об.проц.

Бензол і толуол. Це надійний показник наявності покладу нафти. В зоні взаємодії з покладом нафти вміст бензолу і його гомологів більше 0,1 мг/л і може досягати навіть 2-5 мг/л. Для Волго-Уральської області градієнт зростання бензолу в зоні взаємодії складає 0,01-0,05 мг/л на 100 м. Впливає на цей показник тип нафти: для легкої нафти більше 0,4 мг/л, для тяжкої нафти до 0,1 мг/л, для газоконденсату більше 0,1 мг/л, у непродуктивних структурах менше 0,01 мг/л.

Феноли і феноляти. Їх вміст у водах взаємодії до декількох десятків мг/л. Максимальний вміст у приконтурних лужних водах. Так, у водах продуктивних структур Північного Кавказу – до 10-20 мг/л. У твердих водах хлоркальцієвого типу до І мг/л. У водах непродуктивних структур до 0,15 мг/л. На вміст фенолів у водах зони взаємодії впливає склад нафти, якщо нафта збагачена ароматичними ВВ, вміст фенолів зростає більше 1 мг/л (родовища нафти у Дагестані).

Нафтенові кислоти. У приконтурних водах нафтових покладів вміст нафтенових сполук досягає до декількох мг/л і зростати, якщо нафта покладу збагачена нафтеновими ВВ.

Вміст органічного вуглецю у приконтурних водах нафтових покладів досягає до декількох десятків мг/л у середньому. У водах непродуктивних структур вміст органічного вуглецю до І мг/л.

Амоній. Він накопичується у приконтурних водах за рахунок розкладу органічних сполук вмiщаючих порід, азотистих сполук нафти, які дають максимальні концентрації амонію (до декількох г/л). На пустих структурах амонію не більше 50 мг/л. Для рішення пошукових задач визначають фонові концентрації амонію, а потім визначають аномальні концентрації і їх розміщення по площі. Аномальні концентрації амонію будуть фіксувати ореоли розсіювання (зони взаємодії з нафтовим покладом). На прикладі родовищ ВВ встановлено, що аномальні концентрації амонію, що досягають 200 мг/л, фіксуються у приконтурних водах на відстані 1,5-2 км від покладу. Градієнт зростання амонію на кожні 100 м буде складати 20-60 мг/л. Для газових покладів аномальні концентрації – 80-125 мг/л і градієнт їх зростання – 5-15 мг/л на 100 м.

Азот біогенний, який утворюється при розкладі азотних сполук. У пластових водах він є у суміші з повітряним азотом. Щоб його визначити, використовуємо відношення азоту до аргону у повітряній суміші, яке дорівнює 1,19. Визначивши це відношення у досліджуваному газі, від нього віднімають 1,19 і по різниці визначають частку біогенного азоту.

Непрямі показники на нафту і газ: J, B, Br,  (недонасиченiсть води ), Ra.

Йод. Накопичується у седиментаційних водах за рахунок розкладу морських організмів, у складі яких був йод. І тому йод буде супутником нафтогазоутворення. У нафтових водах концентрації йоду можуть досягати до 100 мг/л, особливо в метаморфізованих водах хлор-кальцієвого типу.

Бром. Вміст В у нафтових водах може досягати 1 г/л і навіть декілька грамів на 1 літр. Його концентрація зростає: із глибиною, із зростанням мінералізації води, від ступеня метаморфізація води. Максимальні концентрації брому у розсолах хлор-кальцієвого типу.

Бор. Він поступає у пластові води за рахунок переходу з нафти боровміщуючих нафтових сполук, які краще розчиняються у гідрокарбонатних водах і погано у хлордно-кальцієвих водах. І тому, щоб використовувати бор для пошуків у водах гідро карбонатного типу використовують бор-хлорний  коефіцієнт (), який враховує вплив солених порід. Якщо він дорівнює 90-100, то це вплив нафтового покладу, а якщо менше 90, то покладу немає.

Радій. У водах нафтових родовищ спостерігається підвищений вміст радію. В. Щепак показав, що вміст радію зростає із зростанням мінералізації, віку порід, наявності покладу ВВ і наближенням до нього. Щоб виключити вплив мінералізації води В.Щепак пропонує коефіцієнт відносної радіоактивності:

              ;          (9.3)

де С_Ra – концентрація Ra в г/л;

М- мінералізація води, г/л.

І.Гуцало перевірив його ефективність на структурах ДДз. Він показав, що якщо k_в.р – більший від 4,63-5, навіть, від 10-20, то структура продуктивна, а якщо коефіцієнт відносної радіоактивності < 4,43, то структура порожня.

У водах нафтових родовищ визначено підвищений вміст – Sr, Ba, Ni, Cu, Co, Ag, (особливо Nі), концентрація їх зростає, якщо наближатись до нафтового покладу. Nі до 5-25 мг/л (родовища Західного Сибіру). Їх також визначено у асфальтено-смолистих речовинах нафти і вважають, що у певних умовах вони мігрують з нафти, але це вимагає додаткових досліджень.

Недонасиченість вод . Води приконтурних зон покладів ВВ характеризуються низьким вмістом - іону і найбільш малі значення  будуть фіксуватися у зоні ВНК за рахунок відновлення - іону води нафтовими речовинами при активізації цього процесу сульфат-редукційними бактеріями. Таким чином, низький вміст  у високомінералізованих пластових водах, тобто їх недонасиченість  іоном – це надійний показник близького розташування зони ВНК покладу. Але у розсолах вилуговування, які формуються за рахунок вилуговування соленосних товщ, також відмічається низький вміст - іону завдяки високій концентрації NaCl у цих водах. Таким чином, щоб використовувати -іон, як показник (локальний) нафтогазоносності треба визначати у водах не абсолютний вміст - іону; а ступінь недонасиченості води сульфатами за рахунок їх руйнування у процесі відновлення органічними речовинами нафти. Щоб визначити ступінь недонасиченості води сульфатами треба знати: вміст у воді SО^2-₄-іону, вміст Сl^--іону, іонну силу розчину, яка визначається концентрацією NaCl, і по номограмах залежності концентрації - іону від концентрації NaCl розраховують вміст у воді , який повинен бути. І це значення порівнюють із , що визначені у воді. Якщо вміст у воді  дорівнює  за розрахунком, то це розсоли вилуговування, які не зв’язані з нафтоносністю. Якщо ж  у воді менше  за розрахунком, то вода недонасичена - іоном за рахунок відновлення.

Коли ми використовуємо геохімічні показники на нафту і газ, то для їх ефективного використання потрібно:

1) використовувати комплекс показників, який найбільш

     характерний для даного басейну;

2) враховувати літолого-фаціальні особливості порід

      нафтогазоводоносних комплексів (соленосні породи –

      збагаченiсть води. В, Cl; гіпсоносні породи –

      збагаченість );

3) враховувати тип води гідрокарбонатно - натрієвий або хлоридно – кальцієвий. Пластові води останнього типу будуть погано розчиняти органічні сполуки (С_орг, нафтенові кислоти), боровміщуючі органічні сполуки;

4) враховувати тип нафти – легкий, важкий, газовий або

       конденсатний поклад. Води приконтурної зони  

       конденсатних покладів будуть збагачені фенолами,

       органічним вуглецем, нафтеновими кислотами, в той

       же час на контакті з тяжкою нафтою фенолів,

       нафтенових кислот, органічного вуглецю буде у воді                       

       значно менше.